RU2633466C1 - Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины - Google Patents
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2633466C1 RU2633466C1 RU2016125837A RU2016125837A RU2633466C1 RU 2633466 C1 RU2633466 C1 RU 2633466C1 RU 2016125837 A RU2016125837 A RU 2016125837A RU 2016125837 A RU2016125837 A RU 2016125837A RU 2633466 C1 RU2633466 C1 RU 2633466C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- calcium chloride
- formation
- stabilising
- sediment
- reagent
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000003019 stabilising effect Effects 0.000 title abstract 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 15
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims abstract description 7
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 abstract description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 2
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- RSIPQRDGPVEGLE-UHFFFAOYSA-L calcium;disulfamate Chemical class [Ca+2].NS([O-])(=O)=O.NS([O-])(=O)=O RSIPQRDGPVEGLE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- POLCUAVZOMRGSN-UHFFFAOYSA-N dipropyl ether Chemical compound CCCOCCC POLCUAVZOMRGSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- KQSJSRIUULBTSE-UHFFFAOYSA-M sodium;3-(3-ethylcyclopentyl)propanoate Chemical compound [Na+].CCC1CCC(CCC([O-])=O)C1 KQSJSRIUULBTSE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N sulfamic acid Chemical class NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 sulfamic acid ester Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение протяженности изоляционного экрана, повышение нефтеотдачи пласта за счет осадкообразования и закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины включает подготовку и закачку в пласт осадкообразующего реагента, вызывающего осадкообразование в пластовых условиях при температуре не ниже 80°C. Осадкообразующий реагент представляет собой 20-50 мас.%-ный водный раствор смеси хлористого кальция и сульфаминовой кислоты или ее эфира общей формулы R-O-SO3-NH4, где R-СН3, С2Н5 или С3Н7, взятых в массовом соотношении (30-70): (70-30). 2 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов.
При разработке залежей заводнением со временем происходит обводнение добываемой продукции из-за прорывов вытесняющего агента (воды) по наиболее проницаемым зонам в пласте. Для исключения такого явления проводят необходимые мероприятия по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, заключающийся в закачке в скважину водного раствора реагента - хлористого кальция, причем предусматривается, что в нагнетательную или эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье, закачивают смесь реагентов - 8-20%-ный водный раствор хлористого кальция и нафтенат натрия, разбавленный водой в соотношении 1:2, при строгом контроле давления из расчета 0,4-1,5 м3 на 1 м мощности пласта, после чего данную смесь продавливают в пласт. Процесс закачки водных растворов реагентов повторяют при отсутствии признака уменьшения объема поглощения. (Патент РФ №2169261, 2001 г.).
Также известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий отбор жидкости из добывающих скважин и периодическую закачку в нагнетательные скважины осадкообразующего реагента щелочного типа, при этом раствор указанного осадкообразующего реагента закачивают в две стадии: первоначально закачивают раствор с концентрацией реагента 0,1-5 мас.%, а затем раствор с концентрацией реагента 5-25 мас.%, после чего дополнительно закачивают раствор хлорида кальция, в качестве осадкообразующего реагента щелочного типа используют фосфат натрия, а соотношение фосфата натрия, закачиваемого на второй стадии, и хлорида кальция составляет 1:0,7-1,3. (Патент РФ №2184840, 2002 г.).
Недостатком данных способов является низкая эффективность, что обусловлено низким осадкообразованием и растворимостью осадка в закачиваемой воде.
Известен способ выравнивания профиля приемистости, включающий одновременную закачку водных растворов хлористого кальция и сернокислого алюминия с последующей закачкой щелочного раствора, инициирующего образование гидроокиси алюминия в виде гелеобразного осадка. (Патент РФ №2093673, 1997 г. ).
Недостатком данного способа является то, что образование сернокислого кальция и гидроокиси алюминия начинает происходить в прискважинной зоне при смешении хлористого кальция с сернокислым алюминием, что снижает эффективность способа из-за ограниченной протяженности установленного изоляционного экрана. Несмотря на высокий остаточный фактор фильтрационного сопротивления гидроокиси алюминия, данное обстоятельство существенно. Также недостатком способа является сложность технологического процесса, осуществляемого в два этапа.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку в пласт водных растворов сернокислого алюминия и щелочи, предварительно смешанных в соотношении, при котором показатель рН смеси равен 3,8, после чего в пласт последовательно закачивают водный "буфер", раствор хлористого кальция и снова водный "буфер". (Патент РФ №2168009, 2001 г.).
Недостатком способа является сложность технологического процесса и контроля соотношения компонентов в промысловых условиях, обеспечивающих нужный показатель рН среды. Также недостатком является недостаточная протяженность изоляционного экрана.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения протяженности изоляционного экрана, упрощение технологического процесса, повышение нефтегазоотдачи пласта за счет осадкообразования и закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон пласта.
Для решения поставленной задачи предлагается способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку в пласт осадкообразующего реагента, содержащего водный раствор хлористого кальция. Способ отличается тем, что предварительно производят подготовку реагента, в который дополнительно вводят сульфаминовую кислоту или эфир сульфаминовой кислоты общей формулы R-O-SO3-NH4, где R - СН3, С2Н5 или С3Н7, путем приготовления 20-50 мас.%-ного водного раствора смеси хлористого кальция и сульфаминовой кислоты или ее эфира, взятых в соотношении (30-70): (70-30) мас.%.
В пластовых условиях реагент вызывает осадкообразование - при температуре не ниже 80°С происходит гидролиз сульфаминовой кислоты и ее эфира с образованием малорастворимых сульфаматов кальция, которые выпадают в осадок.
При реализации способа используют сульфаминовую кислоту ТУ 2121-278-00204197-2001, эфиры сульфаминовой кислоты - метиловый, этиловый и пропиловый эфир производства фирмы Bayer; и хлористый кальций по ГОСТ 450-77.
Для иллюстрации предлагаемого технического решения были приготовлены образцы осадкообразующего реагента.
Подготовленные образцы проходили испытания в термошкафу при температуре 80°С, что соответствует средним пластовым температурам нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири, и при 20°С - в условиях, соответствующих средней температуре окружающей среды при приготовлении реагента.
Результаты испытаний сведены в таблицу 1.
Результаты лабораторных исследований показали, что осадкообразование происходит при температуре 80°С, соответствующей пластовой, а при 20°С - при средней температуре окружающей среды осадкообразования не происходит.
Наиболее оптимальное соотношение сульфаминовой кислоты или ее эфиров и хлористого кальция, при котором выпадает наибольшее количество осадка при пластовой температуре, составляет 50:50. Время начала образования осадка составляет не менее 3 часов при пластовой температуре. Данный фактор является немаловажным при создании протяженного изоляционного экрана. Оптимальное время образования осадка составляет 24 часа.
Концентрация закачиваемого осадкообразующего реагента зависит от коллекторских свойств пласта. Для изоляции низкопроницаемых пластов могут быть использованы более разбавленные растворы, для высокопроницаемых пластов - более концентрированные растворы.
Для определения эффективности предлагаемого способа определяли проницаемость насыпных моделей по воде, а также протяженность изоляционного экрана. Экспериментальные данные приведены в таблице 2.
Приведенные примеры показывают, что коэффициент изоляции насыпных моделей, изолированных по предлагаемому способу, находится на уровне прототипа, а по протяженности изоляционного экрана предлагаемый способ превосходит прототип в несколько раз.
Пример реализации способа
Перед проведением изоляционных работ проводят комплекс гидродинамических исследований и определяют приемистость пласта при различных давлениях закачки.
Исходя из результатов исследований, выбирают концентрацию реагента, необходимую для создания изолирующего экрана. Способ осуществляют с использованием стандартной промысловой техники. Перед закачкой готовят расчетное количество водного раствора смеси хлористого кальция и сульфаминовой кислоты или ее эфира. Далее осуществляют закачку и оставляют скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов. После технологической выстойки на скважине проводят гидродинамические исследования и исследования по определению профиля приемистости.
Реализация предлагаемого способа позволит за счет создания более протяженного изоляционного экрана вовлечь в разработку ранее не эксплуатируемые нефтенасыщенные пропластки и, следовательно, повысить нефтегазоотдачу пласта и снизить обводненность добываемой продукции. Существенным преимуществом предлагаемого способа является возможность осуществления его в один этап, что позволяет значительно упростить технологию. Также при реализации предлагаемого способа отсутствует необходимость контроля соотношения компонентов, обеспечивающих нужный показатель рН среды, что достаточно сложно осуществить в промысловых условиях.
Claims (1)
- Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку в пласт осадкообразующего реагента, содержащего водный раствор хлористого кальция, отличающийся тем, что предварительно производят подготовку реагента, вызывающего осадкообразование в пластовых условиях при температуре не ниже 80°C, в который дополнительно вводят сульфаминовую кислоту или ее эфир общей формулы R-O-SO3-NH4, где R-СН3, С2Н5 или С3Н7, путем приготовления 20-50 мас.%-ного водного раствора смеси хлористого кальция и сульфаминовой кислоты или ее эфира, взятых в соотношении (30-70):(70-30) мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125837A RU2633466C1 (ru) | 2016-06-29 | 2016-06-29 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125837A RU2633466C1 (ru) | 2016-06-29 | 2016-06-29 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2633466C1 true RU2633466C1 (ru) | 2017-10-12 |
Family
ID=60129452
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016125837A RU2633466C1 (ru) | 2016-06-29 | 2016-06-29 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2633466C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2729667C1 (ru) * | 2019-08-20 | 2020-08-11 | Александр Яковлевич Соркин | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| RU2093673C1 (ru) * | 1995-11-15 | 1997-10-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Мегионнефтеотдача" | Способ выравнивания профиля приемистости |
| RU2124124C1 (ru) * | 1997-06-05 | 1998-12-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "НОМАК" | Способ изоляции водопроницаемого пласта |
| RU2168009C1 (ru) * | 2000-02-22 | 2001-05-27 | Букаринов Юрий Николаевич | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
| RU2169261C1 (ru) * | 2000-11-23 | 2001-06-20 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| RU2184840C2 (ru) * | 2000-06-16 | 2002-07-10 | ОАО "Технологии оптимизации нефтедобычи" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
-
2016
- 2016-06-29 RU RU2016125837A patent/RU2633466C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| RU2093673C1 (ru) * | 1995-11-15 | 1997-10-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Мегионнефтеотдача" | Способ выравнивания профиля приемистости |
| RU2124124C1 (ru) * | 1997-06-05 | 1998-12-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "НОМАК" | Способ изоляции водопроницаемого пласта |
| RU2168009C1 (ru) * | 2000-02-22 | 2001-05-27 | Букаринов Юрий Николаевич | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
| RU2184840C2 (ru) * | 2000-06-16 | 2002-07-10 | ОАО "Технологии оптимизации нефтедобычи" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2169261C1 (ru) * | 2000-11-23 | 2001-06-20 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2729667C1 (ru) * | 2019-08-20 | 2020-08-11 | Александр Яковлевич Соркин | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zhang et al. | Coupling immiscible CO2 technology and polymer injection to maximize EOR performance for heavy oils | |
| US2365039A (en) | Method of treating oil wells | |
| CN106837274B (zh) | 一种利用压裂将驱油剂注入油层提高采收率的方法 | |
| NO301611B1 (no) | Fremgangsmåte for modifisering av permeabiliteten i en undergrunnsformasjon | |
| CN106567698A (zh) | 一种聚驱后自生二氧化碳体系提高石油采收率的方法 | |
| US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
| CA2754554C (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
| US4811787A (en) | Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil | |
| Hatzignatiou et al. | Water-Soluble Sodium Silicate Gelants for Water Management in Naturally Fractured Carbonate Reservoirs | |
| RU2633466C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины | |
| JPH0134555B2 (ru) | ||
| RU2347897C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| EP0177324A2 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by permeability modification with phenolic gels | |
| CN105567188B (zh) | 用于提高氰凝类堵漏剂堵漏性能的助剂及其制备方法，氰凝类堵漏剂 | |
| RU2529080C1 (ru) | Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
| CN114736330A (zh) | 一种葫芦脲杂化超分子聚合物驱油剂及其制备方法 | |
| RU2425209C2 (ru) | Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты) | |
| CA1199783A (en) | Method for recovering oil from an underground deposit | |
| CN106050197A (zh) | 一种弱碱三元复合驱增油机理的分析方法 | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| US3279537A (en) | Process for recovering oil utilizing non-newtonian fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180630 |